裂缝 — 孔隙型底水气藏出水来源综合分析方法—— 以海外M气藏为例

姚 园 许广强

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)



裂缝 — 孔隙型底水气藏出水来源综合分析方法
—— 以海外M气藏为例

姚 园 许广强

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452)

M气藏为典型的裂缝 — 孔隙型底水气藏，气井普遍产水影响整体开发效果，而当前缺乏综合有效的分析方法来判识气井出水来源。借助Eclipse数值模拟软件提出了5种有效方法。最后以2口采气井为例，综合运用判识方法准确判断出了单井出水来源。单井出水来源的准确判断有助于后续制定合理的开发对策。

裂缝 — 孔隙型； 底水气藏； 出水来源； 分析方法

前人对裂缝 — 孔隙型气藏的储层特征、渗流机理等方面的研究已取得诸多成果[1-2]。海外M气藏是典型的裂缝 — 孔隙型底水气藏，位于被多条小断层切割的大型背斜构造之上。气藏目的层是中上侏罗统卡洛夫-牛津阶碳酸盐岩储层，非均质性较强，自上而下依次划分为GAP、XVhp、XVa1、XVz、XVa2、XVI 等6小层。其中，XVhp层为主力产层，储层裂缝与孔隙发育，孔隙度为4%～12%，裂缝产状以高角度缝为主，局部发育网状缝。在气藏开发过程中气井普遍出水，不同类型水源流动规律的差异性增强了地下气水分布的复杂性，影响气藏的开发效果。目前因缺乏准确判识气井出水来源的综合分析方法，从而无法指导气藏的合理高效开发。针对该问题，基于前人相关研究成果，结合M气藏开发静、动态资料以及数值模拟研究成果，最终得出可以准确判识裂缝 — 孔隙型底水气藏出水来源的综合分析方法，并通过区块实际采气井论证了该方法的实用性。

1 单井出水来源与产出机理

裂缝 — 孔隙型气藏单井出水来源可划分为3类[3-5]：气层内部水(包括凝析水、裂隙水、层内原生可动水和层内次生可动水)、气层外部水(包括层间水和边、底水)及现场施工的工业用水。

(1) 气层内部水。

凝析水。 在地层条件下部分水呈气态，在开采过程中随井筒中温度、压力的不断降低而液化产出。其特征是，产水量小并按照恒定的水气比随产气量发生变化，矿化度很低。

裂隙水。 气层压力下降，挤压出裂隙中的水。其特征是，随时间推延产水量渐增，但总体而言产水量较小，且矿化度较高，但与地层水矿化度不同。

层内原生可动水。 通常存在于储层构造低部位的岩石毛细孔隙及孔隙末端等处，在一定压差下开始流动。其特征是，气井开井后逐渐出水，出水量不大且具有一定的波动性。在生产后期出水量通常呈下降趋势，且矿化度高。

层内次生可动水。由于气藏压力的不断降低，储层内的部分束缚水转变为层内次生可动水，并随气一起产出。其特征是，水量小且随时间渐增，水气比保持低值，出水有轻微波动，且矿化度高。

(2) 气层外部水。

层间水。 气层上、下部有隔层隔开的水体或者赋存于泥岩隔层内的水，当水体突破泥质隔层内毛细管力的束缚时产出。其特征是，气井突然见水，出水量快速增大且波动剧烈，在开采后期由于被采完或者压差太小通常会导致出水量下降，出水具有局部性，且矿化度高。

边、底水。 当生产层段靠近边、底水层时易发生边水横侵或底水上窜，气井大量产水。其特征是，通常发生在气藏开发的中、后期，产水量不断上升且波动现象不明显，伴有产气量与井口油压的明显下降，出水具有区域性；矿化度高。

(3) 工业用水。

在钻井、完井及措施作业过程中工作液侵入地层，在气井开井投产后，工作液在压差作用下从地层中返排至井筒产出。其特征是，水量初期很高而随后迅速降低，持续时间短。

2 气井出水来源分析方法

2.1 水样矿化度分析法

地层水中矿物盐的浓度常用矿化度来表示[6]。氯离子在油气藏水中占主导地位，在实际生产中通常根据氯离子含量的高低来标定产出水矿化度的高低。由于井筒等处矿化水的混入，气井产出的凝析水具有一定的矿化度，但仍与地层水的矿化度相差很大。因此，综合M气藏单井产出水样分析结果，统计得到凝析水氯离子含量0.9～2.9 g/L，总矿化度2.0～6.0 g/L；地层水氯离子含量41.3～53.2 g/L，总矿化度50.1～75.2 g/L。考虑到气藏储层较强的非均质性以及实际生产情况的复杂性，仅从水样矿化度角度判识水的来源仍然不够准确，需要结合其他分析方法。

2.2 产出水气比分析法

产出水气比定义为气井产水量与产气量体积之比，单位为m3/104m3。由于气井产出的凝析水和地层水的水气比差异较大，为了初步判断出水来源，可通过定量计算得出单井凝析水的产出水气比。

凝析水产出水气比的定量计算方法主要包括图版法和经验公式法。鉴于M气藏产出气中酸性气体含量小于5%，因此可利用M-W算图(SI)[7]得到单位体积气体分别在地层和地面标准状况下的水蒸气含量，两者的差值即是生产单位体积气体时伴随产出的凝析水量；根据天然气凝析液量相关经验公式[8]得到气井理论凝析液量。结合图版法和经验公式法，计算得到M气藏单井产出凝析水时水气比一般低于0.04 m3/104m3。在单井实际生产中，常由于井筒等处有少量地层水的混入，导致凝析水产出水气比较理论值偏高，因此，需要进一步结合气藏实际单井凝析水产出水气比统计数据，一般为0.20 m3/104m3。根据上述分析，如果单井产出水气比小于0.20 m3/104m3，则可判断该井主要产出凝析水；反之则表明还有其他出水来源。

2.3 单井测井综合解释分析法

测井综合解释资料建立了测井信息与地质信息之间的联系[9]，因此对准确分析单井出水来源具有重要意义。

依据测井综合解释成果，分析裂缝 — 孔隙型底水气藏单井出水来源的步骤如下：

(1) 根据单井测井解释柱状剖面图，可判断钻遇层段分别是气层、水层、气水同层还是干层，得到开井前地层中初始气水分布特征。

(2) 单井射孔层段测井解释为气水同层或水层，且在生产过程中产水量较大，则出水来源主要是层内原生可动水。

(3) 单井射孔层段测井解释为气层，且在生产过程中产水量较小，则出水来源为凝析水、裂隙水或层内次生可动水。

(4) 单井射孔层段测井解释为气层，且在生产过程中产水量较大，则出水来源可能是层间水或底水上窜。准确判断出水来源还需要分析4个方面：①分析单井钻遇层段的隔夹层分布情况，绘制气藏区块的测井解释联井剖面图以得出隔夹层展布特征；②分析对应固井测试资料，确定固井质量的优劣；③根据岩心分析资料分析产层段裂缝系统发育情况；④分析沿钻井轨迹的渗透率变化情况，判断横、纵向是否存在高渗透带。

如果产层上、下部紧接水层，对应固井质量较差且隔层较薄，则气井出水应考虑为层间水的影响；如果单井具有一定的避水高度，产层裂缝系统发育，则气井出水应考虑为底水上窜的影响。

2.4 单井生产动态分析法

根据单井测试与生产数据，绘制包含产气量、产水量、水气比、井口油压等参数随时间变化的生产动态曲线，结合不同出水类型的产出特征分析单井出水来源。

(1) 气井投产后，产气量大且稳定，水气比始终保持低值，井口油压降幅很小，则表明气井主要产出凝析水；与上述生产动态相似，但如果产水量呈现小幅上升趋势,则表明气井层内次生可动水或裂隙水伴随凝析水一起产出。在这3种情况下，分散相的水体被连续相的气体携带至井口产出，对单井产能影响小。

(2) 气井投产后产气量较稳定，产水量在40 m3/d上下波动，水气比在0.50 m3/104m3上下波动并在生产后期呈现下降趋势，井口油压降幅较大，则表明气井产出水主要为层内原生可动水。此种出水情况对单井产能影响较大。

(3) 气井投产后产水量快速增大，产气量大幅减小，水气比快速上升且伴随井口油压的大幅下降。这可能是层间水进入气层产出，也可能是边、底水侵入气藏并突破井底所致。上述2种出水情况易导致气井井底积液甚至水淹，严重影响单井产能。

2.5 数值模拟分析法

为了更好地认识裂缝 — 孔隙型底水气藏水侵规律，需要建立气藏底水机理模型。该类气藏主要特点是裂缝渗透率远大于基岩孔隙渗透率，裂缝系统是渗流的主要通道，储层基岩系统是主要的储集空间。基于上述认识，依据M气藏储层参数与流体物性资料(见表1)，利用Eclipse建立了气藏底水机理模型。单一水平构造顶部一口气井，利用Cater数值水体模拟气藏底水侵入过程，定义DUALPORO关键字以应用双孔单渗模型，同时考虑了气藏储层岩石应力敏感性效应，得到图1所示气井产出水气比、累计产气、累计产水随气藏采出程度变化的曲线。

模拟结果表明：(1) 气藏开采初期为无水采气阶段，产气主要是裂缝系统供给。(2) 紧接着气井产出水气比快速达到峰值。此阶段地层水体弹性能量充足，底水沿裂缝高渗带向上快速推进，突破井底导致气井见水，水侵速度很大。(3) 水气比在达到峰值后呈下降趋势。分析原因，一是由于底水弹性能量在气井大量产水后得到释放而减弱；二是由于M气藏储层岩石的应力敏感性效应，随着地层压力的降低，基岩—裂缝系统间传导率减小，水体供给能力降低，同时气体的供给能力基本保持稳定；三是随着地层压力的下降，储层中不断膨胀的气体在一定程度上会抑制水体的产出，导致水侵速度的降低。(4) 在曲线后段，产出水气比在高位波动变化，这是受到地层中气液分布、基岩—裂缝系统间供给能力变化等因素共同影响的结果。

图1 气井产出水气比、累计产气量、累计产水量随气藏采出程度变化的曲线

3 应用实例

3.1 M-3D水平井

M-3D水平井位于构造西部断块高点附近，避水高度63.7 m。2013年12月XVhp层开展产能试井，15 mm油嘴测试求产，产气量115.22×104m3/d，产水量12.76 m3/d，水气比0.11 m3/104m3。2014年4月至今配产60×104m3/d，产气量与产水量分别波动在61.2×104、2.7 m3/d，水气比介于0.06～0.11 m3/104m3，油压平均下降速度0.032 MPa/d。测试与生产期间水样氯离子含量1.2～1.4 g/L，总矿化度2.3～2.5 g/L。

该井XVhp层测井综合解释结论为气层，水样氯离子含量与总矿化度均处于气藏主要产出凝析水时的参数统计范围，产出水气比小于0.20 m3/104m3。测试与生产期间产气量大，产水量很小且均保持稳定，油压平均下降速度很小。

综合运用单井测井综合解释、水样矿化度、产出水气比及单井生产动态等分析法，判断该井主要产出凝析水。

3.2 M-23D水平井

M-23D水平井位于气藏构造东北部断块高点附近，避水高度30.2 m。2014年4月开展产能试井，测试流程为9、11、13、15 mm油嘴各测试6 h，13 mm油嘴延长测试144 h，9 mm油嘴延长测试46 h。测试生产动态如图2、图3所示，系统测试期间产气量(35.13～81.41)×104m3/d，产水量7.92～94.24 m3/d；13 mm油嘴延长测试期间产气量50.25×104m3/d，产水量86.88 m3/d，油压平均下降速度0.33 MPa/d；9 mm油嘴延长测试期间产气量30.51×104m3/d，产水量66.44 m3/d，油压平均下降速度0.36 MPa/d。测试结束累计产气量447.95×104m3，累计产水量625.45 m3。测试后期产出水样总矿化度70.08 g/L，氯离子含量42 g/L，比重1.04，pH值为7。测试结束后即关井停产。

图2 M-23D井生产动态曲线

图3 M-23D井测试产出水气比曲线

(1) 该井XVhp层系统测试与延长测试期间，同为9 mm油嘴测试求产，产气量从35.13×104m3/d下降到30.51×104m3/d，降幅达13%；产水量从7.92 m3/d上升到66.44 m3/d，增幅达738%；产出水气比从0.24 m3/104m3上升到2.1 m3/104m3，增幅达775%，且远超过0.25 m3/104m3。井口油压平均下降速度(0.33～0.36)MPa/d，远大于该气藏其他产气井平均值。该井产出水样总矿化度与氯离子含量均处于气藏产出地层水时所对应参数的统计范围。综合分析认为该井产出地层水。

(2) 该井XVhp层测井综合解释结论为气层，构造位置靠近大断层且周围分布多条小断层。不稳定试井解释模型为垂直裂缝无线导流模型。钻井施工记录显示，钻遇储层段时发生严重的钻井液漏失，累计漏失量达1 161 m3。根据岩心分析数据，该层水平缝和高角度缝很发育。综合分析认为，该井出水主要来源非层内水，且XVhp层裂缝系统很发育。

(3) 该井投产后产水量、产出水气比均快速增大且继续增大趋势明显，符合底水水侵初期阶段变化特征。

综合运用水样矿化度、产出水气比、单井生产动态、测井综合解释分析法及数值模拟等分析法，判断该井出水是由于发育的裂缝系统沟通了储层下部的底水，突破井底见水。

4 结 语

(1) 通过研究裂缝—孔隙型气藏出水来源及产出特点，并结合M气藏开发静、动态资料，得出5种分析单井出水来源的方法。考虑到气藏储层的非均质性及单井出水来源的复杂性，须综合运用上述分析方法以得到更为准确的结论，从而有效指导气藏的合理开发。

(2) 创新性地提出了数值模拟分析法。根据裂缝 — 孔隙型底水气藏机理模型数值模拟研究结果，得到气井开井初期为无水采气阶段，然后产出水气比快速达到峰值，继而呈下降趋势，在生产后期阶段水气比持续在高位波动。

(3) 结合M气藏2口采气井展开实例分析，M-3D 井主要产出凝析水，对单井产能影响很小；M-23D 井出水来源主要是由于射孔段下部发育的高角度裂缝系统沟通了储层下部的底水，严重影响单井产能。

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Comprehensive Analysis Method for Water Inrush Source in Fracture-Pore Gas Reservoirs With Bottom Water: A Case Study of Foreign M Reservoir

YAOYuanXUGuangqiang

(Engineering Technology Branch, CNOOC Energy Development Co. Ltd., Tianjin 300452, China)

M reservoir abroad is a typical fracture-pore type reservoir with bottom water, so the wells always yield gas with water, which affects the well′s overall development effect. However, there exists no comprehensive analysis method to accurately obtain the water inrush source. According to related research results about water inrush in gas reservoirs and development data of M gas reservoir, five useful methods are set up with the help of the Eclipse software. Finally, the identification process is illustrated in detail by taking two gas wells in M reservoir. The analysis of water production source in individual well is very helpful for making reasonable development measures in future.

fracture-pore type; gas reservoir with bottom water; water inrush source; analysis method

2016-10-22

国家科技重大专项“阿姆河右岸中区天然气开发示范工程”(2011ZX05059)

姚园(1988 — )，男，助理工程师，研究方向为油气田开发及海上修井。

TE358

A

1673-1980(2017)03-0039-04